低渗油藏梁38块、梁112块等6个区块实现了负递减，61个水驱单元实现了稳中有升，与去年同期相比，水井开井数增加101口，动液面提升52米，自然递减率减缓2.5%，吨油完全成本下降212元，SEC储量增加46.2万吨……上半年，胜利油田纯梁采油厂持续推进“注水带动、老区新化”开发战略，激活油流的源头，让老油田焕发了新活力。
本报记者 顾松
通讯员 王蕊仙
转变观念
完善注采井网
纯梁油区低渗透油藏储量占全厂储量60%，这些占据“半壁江山”的油藏储层物性差、敏感性强，存在地层能量不足，低产低液井多、稳产基础薄弱等开发难题。
“低渗透油藏不是低产能的代名词，也不是低效益的代名词。”在基层生产一线调研时，油田领导牛栓文强调，储量不存在低品位高品位之分，核心是能否找到适合的开发方式和工艺技术；任何一项开发技术都是有边界的，观念不转变，老在一个边界里转，任何技术都有它的天花板。
事实上，去年以来，纯梁采油厂就聚焦“地层能量不足”根本矛盾，深化油藏认识和潜力分析，树立“以水为先、水油并重”开发思路，谋划推进“注水带动”战略，注重井网完善，坚持精准补能，持续强化双低单元治理和停产停注井恢复，不断夯实稳产基础，推动低渗透油藏经营质效稳步提升。
“由于低渗透油藏渗透率极低，在以往的认识中是注水注不进的，像梁112块这样的低渗透油藏只部署油井，而没有注水井，‘衰竭’式的弹性开发也导致地层能量低、液量低、采油速度低。”纯梁地质研究所开发一室主任陈莹莹说。
理念是行动的先导，技术人员在转变观念中，探索弹性转水驱开发模式，在梁112块部署水井梁112-32井，实施二氧化碳+压驱注水工艺，相对应的两口油井液量由3.9吨提升到6吨，油量增加1.5吨，此举彻底打破了低渗透油藏注不进的“魔咒”。他们趁热打铁，将该块5口油井转为水井，进一步完善井网，措施实施后区块增加日注水110立方米，日产油增加17吨，自然递减率为-5.6%。
目前，纯梁采油厂已实施弹性转水驱单元9个，转注水井51口，增加注水量2090立方米，增加水驱控制储量2267万吨，水驱储量控制程度提升9.2%，地层压力提升0.3兆帕；进一步完善老区注采井网，加强失控储量恢复，先后实施侧钻、大修、扶停产停注井等措施，日增油60.4吨，恢复水驱控制储量403.2万吨。
分油藏类型
实施精准补能
上半年，技术人员针对不同油藏类型制定了相应的精准补能措施，其中，对纯62块实施多极型功能材料驱油技术精准增能，试验区37口油井日产液量上升10.7吨，日产油提升5.2吨。
“像纯62块这样的特低渗透油藏，由于压力低、注入水量少，以往根本达不到驱油效果。现在实施多极型驱油剂降压增注技术，提高了水井注水量，粘附在岩石表面的油自然就被驱替出来。”陈莹莹说。
今年以来，按照精准注水补能、增能渗吸提液、精细调配保效的“三步法”，纯梁采油厂在5个单元实施注水补能36井次，增加注水量1512立方米。
层薄、层多的薄互层低渗透油藏长期注水开发，导致吸水性强的层长期超量吸水，而吸水性弱的层又长期得不到水。为此，他们采取层间差异化驱替模式注水，精细分层，堵疏结合，实现精准注水补能。
他们对薄互层油藏纯26块11口水井实施细分注水，日产油提升15吨，自然递减减缓5.3%。两年多来，采油厂已经实施细分注水32口，注采对应率提升3.6%、分注率提升5.2%，8个单元平均单井日产液提升5.3吨。
在针对特高含水油藏实施变流线均衡驱替中，技术人员对梁38块采取韵律层细分挖潜和大角度转流线技术后，日产油上升13吨。据统计，上半年，技术人员利用仿边水驱、交叉变流线调整等技术，控制无效产液量404吨，控制无效注水量1303立方米，完全成本下降378元/吨。
细化措施
确保注入水质量
为确保注入储层的每一滴水，既合格又产生效益，纯梁采油厂坚持细化措施、责任到人、强化考核，统筹推进“注水带动”战略各项工作落实落地。
他们成立了以分管副厂长任组长，油田高级专家、采油厂首席专家、技术骨干等成员组成的“有效注水”项目组，从组织架构、职责界定、运行机制等方面进行系统梳理完善。其中，对注水方案优化、地面工程配套、水质管理、效果评价实施全流程节点运行，细化形成超前注水、井网完善、精准补能、低液井治理和精细管理等方面重点措施，有效提高了注水管理整体运行效率。
同时，他们搭建油气水内部市场管理平台，配套《采油厂集输内部市场运行办法》，通过市场化运行模式，保证源头、沿程、井口水质合格率稳定在90%以上；充分用好油田政策，搭建长效投入和创新创效管理平台，为“注水带动”提供了必要资金保障。
数据显示，上半年，纯梁采油厂治理水井工作量由102口增加至195口，水井开井数由469口增加至605口，治理5吨以下低液井132口，61个水驱单元实现了稳中有升，开发质量效益明显提升。
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